(高清版)GBT 40604-2021 新能源场站调度运行信息交换技术要求

新能源场站调度运行信息交换技术要求国家标准化管理委员会GB/T40604—202 I 2规范性引用文件 3术语和定义 4通则 25风电场调度运行信息 26光伏发电站调度运行信息 9I本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口。本文件起草单位：中国电力科学研究院有限公司、国家电网有限公司国家电力调度控制中心、中国南方电网电力调度控制中心、国家电网公司西南分部、国网冀北电力有限公司、国网北京市电力公司、国网河北省电力有限公司、国网山西省电力公司、国网吉林省电力有限公司、国网陕西省电力公司、云南电网有限责任公司、广西电网有限责任公司。1新能源场站调度运行信息交换技术要求本文件规定了新能源场站(包括升压站)并网调度运行信息交换内容、交换方式和技术要求。本文件适用于通过35kV及以上电压等级线路与电力系统连接的风电场、通过10kV及以上电压等级与电力系统连接且装机容量在6MW及以上的光伏发电站与电力调度机构之间的信息交换。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14598.24量度继电器和保护装置电力系统暂态数据交换(COMTRADE)通用格式GB/T19963风电场接入电力系统技术规定GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20270信息安全技术网络基础安全技术要求GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则GB/T26865.2电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传输协议GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T30153光伏发电站太阳能资源实时监测技术要求GB/T31992电力系统通用告警格式DL/T280电力系统同步相量测量装置通用技术条件DL/T476电力系统实时数据通信应用层协议DL/T634.5101远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问DL/T645多功能电能表通信协议DL/T667远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护设备信息接口配套标准DL/T719远动设备及系统第5部分：传输规约第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准DL/T5003电力系统调度自动化设计规程NB/T31046风电功率预测系统功能规范NB/T31047风电调度运行管理规范NB/T32025光伏发电站调度技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。2新能源场站renewableenergystation由一批风电机组或风电机组群(包括机组单元变压器)、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的风电场或由光伏阵列、逆变器、变压器以及相关辅助设施组成的光伏发电站。正常发电状态stateinnormalgeneration风电机组/光伏逆变器正常并网发电运行的状态。注：包括全性能正常发电状态、性能退化但正常发电状态等。风电机组/光伏逆变器因电网运行条件不允许而发电功率受到限制的状态，含发电功率被限制至零的状态。场内受限状态insidecurtailmentstate风电机组/光伏逆变器因自身及周边环境原因引起的发电功率受到限制的状态，含发电功率被限制至零的状态。风电机组/光伏逆变器因风况/太阳辐照度不允许而不能发电的状态，一旦风况/太阳辐照度允许将转换进入正常发电状态。网络安全监测装置networksecuritymonitoringdevice部署于电力监控系统局域网网络中，用以对监测对象的网络安全信息采集，为网络安全管理平台上传事件并提供服务代理功能的装置。4通则4.1新能源场站与调度主站交换的新能源运行信息，包括升压站和风电场(光伏发电站)监控信息、测风信息(测光信息)、有功功率/无功电压控制信息、同步相量测量信息、继电保护和安全自动装置信息、功率预测信息、发电计划及交易信息、电能计量信息、网络安全在线监测信息和操作票检修票信息等。GB/T29319、DL/T5003等相关要求，相关业务应符合GB/T20270的相关要求。5风电场调度运行信息5.1监控信息5.1.1信息交换内容风电场上传的遥测信息应包含：3a)风电机组的有功功率、无功功率；b)风电机组的有功功率总加、无功功率总加；c)并网点接入电网线路的有功功率、无功功率和电流；d)升压站主变低压侧各馈线的有功功率、无功功率和电流；e)升压站主变高、低压侧各段母线的电压；f)升压站主变温度(包含主变本体油温、有载油温和本体绕组温度);g)汇集线的有功功率、无功功率和电流；h)当前升有功功率速率、降有功功率速率；i)升压站主变有载调压装置的分接头档位；j)升压站无功补偿装置的无功功率、电流；k)遥调电压、有功功率目标返回值；1)正常发电状态风电机组有功功率、无功功率；m)场外受限状态风电机组有功功率、无功功率；n)风电场理论发电功率、风电场可用发电功率；o)正常发电状态、场外受限状态、场内受限状态和待机状态等四种状态下风电机组各状态的总台数；p)风电机组机舱风速、风向。风电场上传的遥信信息应包含：a)升压站事故总信号；b)升压站并网点线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；c)升压站母联、分段的断路器、隔离刀闸、接地刀闸、电压互感器(PT)刀闸位置状态信号；d)升压站主变高、低压侧断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；e)升压站无功补偿装置的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；f)升压站主变中性点接地刀闸位置状态信号；g)汇集线的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；h)升压站事件顺序记录(SOE)信息；i)升压站无功补偿装置自动/手动信号；j)有功功率控制和无功电压控制允许信号；k)有功功率控制和无功电压控制投入/退出信号；1)有功功率控制和无功电压控制远方/就地信号；m)有功功率控制和无功电压控制增出力闭锁信号、减出力闭锁信号；n)风电机组运行状态(正常发电状态、场外受限状态、场内受限状态和待机状态等四种状态)。风电场接收的遥控信息应包含：a)有功功率控制投入/退出命令；b)无功电压控制投入/退出命令；c)有功功率控制模式；d)无功电压控制模式。风电场接收的遥调信息应包含：4a)有功功率控制目标或者调整量信息；b)无功电压控制目标或者调整量信息。风电场上传的告警直传信息应包含：a)事故信息；b)异常信息；c)越限信息；d)变位信息；e)告知信息。风电场上传的非实时信息应包含：a)风电场站内数据模型；b)图形模型信息等。5.1.2信息交换方式和技术要求监控信息交换应利用风电场计算机监控系统或远动通信终端(RTU),通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T476、DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T667、DL/T719等的要求。模拟量越死区传送整定最小值应小于0.1%(额定值),并逐点可调；模拟量信息响应时间(从I/O输入端至远动网关出口)应不大于2s;状态量变化响应时间(从I/O输入端至远动网关出口)应不大于1s;交流采样测量值综合误差应不大于0.5%,直流采样模数转换误差应不大于0.2%,电网频率测量误差应不大于0.01Hz;站控层时间顺序记录(SOE)分辨率应不大于2ms,间隔层事件顺序记录(SOE)分辨率应不大于1ms;遥测传送时间应不大于4s;遥信变化传送时间应不大于3s;遥控、遥调命令传送时间应不大于4s。监控信息交换技术要求应符合GB/T31992、DL/T5003。5.2.1信息交换内容风电场上传的测风信息交换内容应包含：a)测风装置10m、30m、50m、70m,轮毂高度的风速、风向信息；b)测风装置10m处的气温、气压、湿度等信息。5.2.2信息交换方式和技术要求测风信息交换应利用风电发电功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T719等的要求。实时测风数据采集和传输时间间隔应不大于5min,包括5min平均值；数据延时应不大于1min;测风数据可用率应大于99%。测风信息交换技术要求应符合NB/T31046。5.3有功功率/无功电压控制信息5.3.1信息交换内容5.3.1.1有功功率/无功电压控制遥测信息风电场上传的有功功率/无功电压控制遥测信息应包含：5a)风电场有功功率最大、最小可调功率；b)风电场无功功率最大、最小可调功率；c)当前升有功功率速率、降有功功率速率；d)升压站主变有载调压装置的分接头档位；e)升压站无功补偿装置的无功功率、电流；f)遥调电压、有功功率目标返回值。5.3.1.2有功功率/无功电压控制遥信信息风电场上传的有功功率/无功电压控制遥信信息应包含：a)升压站无功补偿装置自动/手动信号；b)有功功率控制和无功电压控制允许信号；c)有功功率控制和无功电压控制投入/退出信号；d)有功功率控制和无功电压控制远方/就地信号；e)有功功率控制和无功电压控制增出力闭锁信号、减出力闭锁信号。5.3.1.3有功功率/无功电压控制遥控信息风电场接收的有功功率/无功电压控制遥控信息应包含：a)有功功率控制投入/退出命令；b)无功电压控制投入/退出命令；c)有功功率控制模式；d)无功电压控制模式。5.3.1.4有功功率/无功电压控制遥调信息风电场接收的有功功率/无功电压控制遥调信息应包含：a)有功功率控制目标或者调整量信息；b)无功电压控制目标或者调整量信息。5.3.2信息交换方式和技术要求有功功率/无功电压控制信息交换应利用计算机监控系统或远动通信终端(RTU),通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T476、DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T667、DL/T719等的要求。有功功率/无功电压控制信息已通过监控系统上传和接收的，不再单独与调度主站进行信息交换。模拟量越死区传送整定最小值应小于0.1%(额定值),并逐点可调；遥控正确率为100%,遥调正确率应不低于99.9%;遥测传送时间应不大于4s;遥信变化传送时间应不大于3s;遥控、遥调命令传送时间应不大于4s;有功功率控制命令控制周期4s～16s可调。有功功率/无功电压控制信息交换技术要求应符合DL/T5003。5.4同步相量测量信息5.4.1信息交换内容5.4.1.1同步相量测量实时监测信息风电场上传的同步相量测量实时监测信息应包含：a)升压站高压侧母线三相电压、三相基波电压、正序基波电压相量；6b)并网点接入电网线路三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量；c)升压站主变高压侧三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量；d)升压站低压侧母线三相电压、三相基波电压、正序基波电压相量；e)汇集线三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量；f)频率、频率变化率以及开关量信号等；g)无功补偿装置的三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量。5.4.1.2同步相量测量动态数据记录信息风电场上传的同步相量测量动态数据记录信息应包含：a)事件告警信息；b)动态数据记录文件：含所测电压电流基波正序相量、三相电压基波相量、三相电流基波相量、频率及开关状态信号；c)低频振荡信息；d)次/超同步振荡信息。5.4.2信息交换方式和技术要求同步相量测量信息交换应利用风电场相量测量装置(PMU),通过电力调度数据网实现，通信规约应符合GB/T26865.2的要求。应按时间顺序逐帧、均匀、实时传送动态数据，传送的数据中应包含整秒时刻的数据；应接受主站的召唤命令，传送部分或全部动态数据，传送采样数据；动态数据时标与数据输出时刻的时间差应不大于50ms;实时传送速率可以整定，应至少具有每秒1帧、10帧、25帧、50帧、100帧的可选速率；执行主站的召唤历史数据命令时，不应影响实时帧传送速率。同步相量测量信息技术要求应符合DL/T280。5.5继电保护和安全自动装置信息5.5.1信息交换内容5.5.1.1升压站继电保护信息风电场上传的升压站继电保护信息应包含：距结果、故障前后的电流、电压最大值和最小值、开关变位信息。b)故障录波信息，风电场升压站故障录波装置应接入的电气量至少应包括如下信息：1)各条送出线路的三相电流；2)升压站高、低压各段母线的三相及零序电压；3)升压站高、低压各段母线的频率；4)各条汇集线升压站侧的三相电流；5)升压站内的保护及开关动作信息；6)升压站无功补偿设备的保护及开关动作信息、三相电流；7)升压变中性点接地装置的相关信息。c)继电保护装置和故障录波器的运行状态、自检状态、通信状态、正常运行参数等信息。风电场上传的安全自动装置信息应包含：a)位置信息；7b)控制命令；电气测量量；故障信息；参数信息等。5.5.2信息交换方式和技术要求继电保护和安全自动装置信息交换应利用风电场保护故障录波和安全自动装置子站，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合GB/T26399、DL/T667等的要求。故障录波信息量最大时，网络信息传输时间应不大于2s;风电场故障录波装置应记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据；安全稳定控制系统数据信息传送速度10ms～1000ms,实时数据信息传送速度一般应小于100ms,准实时信息传送速度可比实时信息传送速度稍低。继电保护和安全自动装置信息交换的技术要求应符合GB/T14285、GB/T19963、GB/T14598.24、GB/T26399。5.6功率预测信息5.6.1信息交换内容风电场上传的功率预测信息内容应包含：a)长期电量预测：风电场未来12个月的逐月电量及总电量；b)中期功率预测：风电场次日零时起未来240h的有功功率；c)一短期功率预测：风电场次日零时起未来72h的有功功率；d)超短期功率预测：风电场未来15min～4h的有功功率。5.6.2信息交换方式和技术要求风电发电功率预测信息交换应利用风电场风电功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约在长期电量预测方面，应每月上报未来12个月的电量预测数据，时间分辨率是月，宜每月上旬完成预测数据上报；在中期功率预测方面，应每日上报次日0时至未来240h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min,应每日8时前和14时前上报两次；在短期功率预测方面，应每日上报次日0时至未来72h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min,应每日8时前和14时前上报两次；在超短期功率预测方面，应每15min上报未来15min至4h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min。5.7发电计划及交易信息5.7.1信息交换内容风电场发电计划及交易信息可包含：a)风电场向电网调度机构申报的发电计划信息；b)电网调度机构下达的风电场发电计划信息；c)发电计划情况统计和考核信息；d)电力现货市场和辅助服务市场信息；e)日前交易电量及日内实时交易信息。85.7.2信息交换方式和技术要求发电计划信息交换应利用调度端和厂站端发电计划系统等，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T719的要求。风电场应每日在规定时间前向电网调度机构申报次日发电计划曲线，时间分辨率为15min;电网调度机构应根据风电场功率申报曲线，综合考虑电网运行情况，编制并下达风电场发电计划曲线，时间分辨率为15min;调度机构应按照有关规定对发电计划和市场、辅助服务交易的执行情况进行统计、考核，并定期发布。发电计划信息交换的技术要求应符合NB/T31047。5.8电能计量信息5.8.1信息交换内容风电场上传的电能计量信息应包含：a)并网点接入电网线路的正(反)向有功(无功)电量及表读数；b)主变高(中)压侧正(反)向有功(无功)电量及表读数；c)电能计量表计时钟信息、表计异常和计量电流互感器(CT)、PT异常信息等；d)对有需要的风电场，集电线的正(反)向有功(无功)电量及表读数。5.8.2信息交换方式和技术要求电能计量信息交换应利用风电场电量采集装置，通过电力调度数据网与相关调度主站交换信息，通信规约应符合DL/T645、DL/T719的要求。电能计量正反向有功、无功电量及表读数，默认数据周期为每15min一个数据，可通过主站设置数据间隔，保存最近60天以上的数据；支持一发多收，可根据主站的要求与权限，上传不同时段范围、不同周期的数据；与主站建立通信后应与主站对时，与主站时钟同步。5.9网络安全在线监测信息5.9.1信息交换内容风电场网络安全在线监测装置应就地部署，实现对本地电力监控系统相关网络安全信息的采集、处理，同时把处理的结果通过通信手段送到调度机构部署的网络安全管理平台。网络安全监测在线监测信息应覆盖风电场涉网部分所有主机设备、网络设备、安全防护设备的全部运行信息及安全告警信息，a)主机设备上送信息：操作系统层面所有的用户登录、操作信息、外设设备接入信息及外联等安全事件信息等。b)网络设备上送信息：交换机相关的配置变更、流量信息、网口状态等安全事件信息。c)安全防护设备上送信息：1)纵向加密认证装置：装置的运行状态、安全事件及配置变更等安全事件信息；2)横向隔离装置：装置的运行状态、安全事件及配置变更等信息；3)防火墙：装置的运行状态、安全事件、策略变更及设备异常等信息。5.9.2信息交换方式和技术要求网络安全在线监测信息交换应符合DL/T634.5104的要求。调度侧网络安全管理平台作为服务端，场站侧网络安全监测装置作为客户端。客户端与服务端TCP连接建立后，应首先进行基于调度数字证书的双向身份认证，认证通过后才能进行事件上传；应只与网络安全管理平台建立1条TCP连接。9网络安全在线监测上传信息的处理时间≤1s;远程调阅的处理时间≤3s。5.10操作票检修票信息5.10.1信息交换内容操作票及检修票信息交换内容应包含：a)操作票下达及执行情况信息；b)检修票申报、下达及执行情况信息。5.10.2信息交换方式和技术要求操作票及检修票信息交换应通过综合数据网与相关调度主站设备交换信息，宜采用网络浏览(B/S)方式或文件传输方式。6光伏发电站调度运行信息6.1监控信息6.1.1信息交换内容光伏发电站上传的遥测信息应包含：a)逆变器的有功功率、无功功率；b)逆变器的有功功率总加、无功功率总加；c)并网点接入电网线路的有功功率、无功功率和电流；d)升压站主变低压侧各馈线的有功功率、无功功率和电流；e)升压站主变高、低压侧各段母线的电压；f)升压站主变温度(包含主变本体油温、有载油温、本体绕组温度);g)汇集线的有功功率、无功功率和电流；h)当前升有功功率速率、降有功功率速率；i)升压站主变有载调压装置的分接头档位；j)升压站无功补偿装置的无功功率、电流；k)遥调电压、有功功率目标返回值；1)正常发电状态逆变器有功功率、无功功率；m)场外受限状态逆变器有功功率、无功功率；n)光伏发电站理论发电功率、光伏发电站可用发电功率；o)正常发电状态、场外受限状态、场内受限状态和待机状态等四种状态下光伏逆变器各状态的总台数。光伏发电站上传的遥信信息应包含：a)升压站事故总信号；b)升压站并网点线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；d)升压站主变高、低压侧断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；e)升压站无功补偿装置的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；f)升压站主变中性点接地刀闸位置状态信号；g)汇集线的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；h)升压站事件顺序记录(SOE)信息；i)升压站无功补偿装置自动/手动信号；j)有功功率控制和无功电压控制允许信号；k)有功功率控制和无功电压控制投入/退出信号；1)有功功率控制和无功电压控制远方/就地信号；m)有功功率控制和无功电压控制增出力闭锁信号、减出力闭锁信号；n)光伏逆变器运行状态(正常发电状态、场外受限状态、场内受限状态和待机状态等四种状态)。光伏发电站接收的遥控信息应包含：a)有功功率控制投入/退出命令；b)无功电压控制投入/退出命令；c)有功功率控制模式；d)无功电压控制模式。光伏发电站接收的遥调信息应包含：a)有功功率控制目标或者调整量信息；b)无功电压控制目标或者调整量信息。光伏发电站上传的告警直传信息应包含：a)事故信息；b)异常信息；c)越限信息；d)变位信息；e)告知信息。光伏发电站上传的非实时信息应包含：a)光伏发电站内数据模型；b)图形模型信息等。6.1.2信息交换方式和技术要求监控信息交换应利用光伏发电站计算机监控系统或远动通信终端(RTU),通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T476、DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T667、DL/T719等的要求。模拟量越死区传送整定最小值应小于0.1%(额定值),并逐点可调；模拟量信息响应时间(从I/O输入端至远动网关出口)应不大于2s;状态量变化响应时间(从I/O输入端至远动网关出口)应不大于1s;交流采样测量值综合误差应不大于0.5%,直流采样模数转换误差应不大于0.2%,电网频率测量误差应不大于0.01Hz;站控层时间顺序记录(SOE)分辨率应不大于2ms,间隔层事件顺序记录(SOE)分辨率应不大于1ms;遥测传送时间应不大于4s;遥信变化传送时间应不大于3s;遥控、遥调命令传送时间应不大于4s。监控信息交换技术要求应符合GB/T31992、DL/T5003。6.2测光信息6.2.1信息交换内容光伏发电站上传的测光信息应包含：a)总辐射辐照度(水平和倾斜)、直射辐照度、散射辐照度；6.2.2信息交换方式和技术要求测光信息交换应利用光伏发电功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T719等的要求。实时测光数据采集和传输时间间隔应不大于5min,包括5min平均值；数据延时应不大于1min;测光数据可用率应大于99%。测光信息交换技术要求应符合GB/T30153。6.3有功功率/无功电压控制信息6.3.1信息交换内容6.3.1.1有功功率/无功电压控制遥测信息光伏发电站上传的有功功率/无功电压控制遥测信息应包含：a)光伏发电站有功功率最大、最小可调功率；b)光伏发电站无功功率最大、最小可调功率；c)当前升有功功率速率、降有功功率速率；d)升压站主变有载调压装置的分接头档位；e)升压站无功补偿装置的无功功率、电流；f)遥调电压、有功功率目标返回值。6.3.1.2有功功率/无功电压控制遥信信息光伏发电站上传的有功功率/无功电压控制遥信信息应包含：a)升压站无功补偿装置自动/手动信号；b)有功功率控制和无功电压控制允许信号；c)有功功率控制和无功电压控制投入/退出信号；d)有功功率控制和无功电压控制远方/就地信号；e)有功功率控制和无功电压控制增出力闭锁信号、减出力闭锁信号。6.3.1.3有功功率/无功电压控制遥控信息光伏发电站接收的有功功率/无功电压控制遥控信息应包含：a)有功功率控制投入/退出命令；b)无功电压控制投入/退出命令；c)有功功率控制模式；d)无功电压控制模式。6.3.1.4有功功率/无功电压控制遥调信息光伏发电站接收的有功功率/无功电压控制遥调信息应包含：a)有功功率控制目标或者调整量信息；b)无功电压控制目标或者调整量信息。6.3.2信息交换方式和技术要求有功功率/无功电压控制信息交换应利用计算机监控系统或远动通信终端(RTU),通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T476、DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T667、DL/T719等的要求。有功功率/无功电压控制信息已通过监控系统上传和接收的，不再单独与调度主站进行信息交换。模拟量越死区传送整定最小值应小于0.1%(额定值),并逐点可调；遥控正确率为100%,遥调正确率应不低于99.9%;遥测传送时间应不大于4s;遥信变化传送时间应不大于3s;遥控、遥调命令传送时间应不大于4s;有功功率控制命令控制周期4s～16s可调。有功功率/无功电压控制信息交换技术要求应符合DL/T5003。6.4同步相量测量信息6.4.1信息交换内容6.4.1.1同步相量测量实时监测信息光伏发电站上传的同步相量测量实时监测信息应包含：a)升压站高压侧母线三相电压、三相基波电压、正序基波电压相量；b)并网点接入电网线路三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量；c)升压站主变高压侧三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量；d)升压站低压侧母线三相电压、三相基波电压、正序基波电压相量；e)汇集线三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量；f)频率、频率变化率以及开关量信号等；g)无功补偿装置的三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量。6.4.1.2同步相量测量动态数据记录信息光伏发电站上传的同步相量测量动态数据记录信息应包含：a)事件告警信息；b)动态数据记录文件，含所测电压电流基波正序相量、三相电压基波相量、三相电流基波相量、频率及开关状态信号；c)低频振荡信息；d)次/超同步振荡信息。6.4.2信息交换方式和技术要求同步相量测量信息交换应利用光伏发电站相量测量装置(PMU),通过电力调度数据网实现，通信规约应符合GB/T26865.2的要求。应按时间顺序逐帧、均匀、实时传送动态数据，传送的数据中应包含整秒时刻的数据；应接受主站的召唤命令，传送部分或全部动态数据，传送采样数据；动态数据时标与数据输出时刻的时间差应不大于50ms;实时传送速率可以整定，应至少具有每秒1帧、10帧、25帧、50帧、100帧的可选速率；执行主站的召唤历史数据命令时，不应影响实时帧传送速率。同步相量测量信息技术要求应符合DL/T280。6.5继电保护和安全自动装置信息6.5.1信息交换内容光伏发电站上传的升压站继电保护信息应包含：a)继电保护动作故障简报信息，包括录波文件名称、访问路距结果、故障前后的电流、电压最大值和最小值、开关变位信息。b)故障录波信息，光伏发电站升压站故障录波装置应接入的电气量至少应包括如下信息：1)各条送出线路的三相电流；2)升压站高、低压各段母线的三相及零序电压；3)升压站高、低压各段母线的频率；4)各条汇集线升压站侧的三相电流；5)升压站内的保护及开关动作信息；6)升压站无功补偿设备的保护及开关动作信息、三相电流；7)升压变中性点接地装置的相关信息。c)继电保护装置和故障录波器的运行状态、自检状态、通信状态、正常运行参数等信息。光伏发电站上传的安全自动装置信息应包含：a)位置信息；b)控制命令；c)异常和状态信息；d)电气测量量；e)故障信息；f)参数信息等。6.5.2信息交换方式和技术要求继电保护和安全自动装置信息交换应利用光伏发电站保护故障录波和安全自动装置子站，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合GB/T26399、DL/T667等的要求。在故障前200ms至故障后6s的电气量数据；安全稳定控制系统数据信息传送速度10ms～1000ms,实时数据信息传送速度一般应小于100ms,准实时信息传送速度可比实时信息传送速度稍低。继电保护和安全自动6.6功率预测信息6.6.1信息交换内容光伏发电站上传的功率预测信息内容应包含：a)长期电量预测：光伏发电站未来12个月的逐月电量及总电量；b)中期功率预测：光伏发电站次日零时起未来240h的有功功率；c)短期功率预测：光伏发电站次日零时起未来72h的有功功率；d)超短期功率预测：光伏发电站未来15min～4h的有功功率。6.6.2信息交换方式和技术要求光伏发电功率预测信息交换应利用光伏发电站功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合DL/T719的要求。在长期电量预测方面，应每月上报未来12个月的电量预测数据，时间分辨率是月，宜每月上旬完成预测数据上报；在中期功率预测方面，应每日上报次日0时至未来240h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min,应每日8时前和14时前上报两次；在短期功率预测方面，应每日上报次日0时至未来72h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min,应每日8时前和14时前上报两次；在超短期功率预测方面，应每15min上报未来15min至4h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min。6.7发电计划及交易信息6.7.1信息交换内容光伏发电站发电计划及交易信息可包含：a)光伏发电站向电网调度机构申报的发电计划